Актуальность данной работы заключается в том, что улучшение режима работы скважины №1 позволит значительно увеличить производительность месторождения в целом. Это обеспечит более эффективную добычу нефти и газа, что в свою очередь повысит экономическую эффективность предприятия.
На месторождении Русское, как и на многих других месторождениях по всему миру, активно используется скважина №1. Однако, текущий технологический процесс, связанный с этой скважиной, недостаточно оптимален. Проблема заключается в неэффективности работы погружного центробежного электронасоса, который ответственен за подъем жидкости на поверхность.
Улучшение работы скважины №1 на месторождении ХХХ имеет большую актуальность и может принести значительные экономические выгоды. Разработка оптимального режима работы погружного центробежного электронасоса и его внедрение будет способствовать повышению производительности всего месторождения и сделает его добычу более эффективной.
Степень разработанности темы представлена трудами таких авторов, как С.А. Ахметова, А.В. Бурачок, В.П. Баженова, Г. Девликамовой, В.И. Долецкого, Е.С. Докучаева и др.
Цель работы – исследовать технологический процесс вывода скважины №1 на оптимальный режим работы погружным центробежным электронасосом на месторождении Русском
Задачи:
- рассмотреть геологическую характеристика месторождения;
- описать конструкцию скважины: глубина м; пластовое давление МПа диаметр ЭК мм; дебит м3/сут.;
- рассмотреть геологический раздел;
- представить технико-технологический раздел;
- проанализировать охрану труда и окружающей среды.
Объект исследования – месторождение Русское.
Предмет исследования – вывод скважины №1 на оптимальный режим работы погружным центробежным электронасосом.
Методы исследования – анализ, обобщение полученной информации.
Теоретическая значимость работы заключается в исследовании режима работы погружным центробежным электронасосом.
Практическая значимость работы заключается в применении полученных результатов в деятельности организации.
Научная новизна исследования заключается в выводе скважины №1 на оптимальный режим работы погружным центробежным электронасосом.
Структура работы состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, приложений.
Читать дальше
1.1. Геологическая характеристика месторождения
Одним из резервов для дальнейшего развития нефтяной промышленности в Западной Сибири является Русское месторождение, расположенное в северной части Пур-Тазовской НГО. Залежь УВ приурочена к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, залегающих здесь на глубине около 925 м. Месторождение уникально по сочетанию факторов, создающих большие трудности для его освоения и дальнейшей разработки. Оно находится на большом расстоянии от крупных промышленных центров и освоенных нефтепромысловых площадей. Его расположение в зоне развития слоя многолетнемерзлых пород с толщиной 250– 400 м создает серьезную экологическую проблему предотвращения разуплотнения этого слоя при разработке.
Промыслово-геологическая характеристика месторождения весьма своеобразна и сложна. В связи с конкурсным проектированием разработки месторождения, организованным Миннефтепромом с привлечением ряда научно-исследовательских организаций, в МИНГе была обоснована промыслово-геологическая модель месторождения, которая во многом уточняет ранее имевшиеся представления о нем [15].
Месторождение обладает довольно сложным тектоническим строением (приложение 1, рисунок 1, 2). Оно приурочено к осложняющему Часольский мегавал антиклинальному поднятию субмеридионального простирания с соотношением длин осей 2,3:1 и более крутым западным крылом. Поднятие осложнено системой разрывных нарушений. Основное из них типа сброса амплитудой 200 м проходит вдоль длинной оси структуры через свод поднятия по сеноманским отложениям и делит его на широкую восточную и узкую западную части с соотношением их ширины 6:1. Этому основному разлому соответствуют “оперяющие” нарушения в западной части структуры, разделяющие ее на четыре части, и одно на юго-восточной. Наличие названных нарушений было установлено ранее.
Читать дальше
2.1. Геологический раздел
2.1.1. Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника; тип коллектора; ФЕС коллектора
Продуктивный горизонт сеномана расчленен и имеет общую толщину около 200 м. В разрезах скважин насчитывается до 35 пластов и прослоев песчаников и алевролитов, разделенных глинами. Породы-коллекторы составляют около 30 % продуктивного разреза. В прошлые годы исследователи полагали, что проследить по площади один и тот же глинистый пласт удается лишь в редких случаях, а разрезы соседних скважин трудно сопоставить вследствие литологической изменчивости пород. Выявление при детальной корреляции указанного выше несогласия и приуроченность продуктивного разреза сеномана к двум структурным этажам позволило по-новому подойти к строению последнего и уверенно проследить распространение одноименных пластов-коллекторов и непроницаемых пачек и прослоев. Весьма важно для разработки выделение в разрезе четырех глинистых разделов, расчленяющих продуктивный разрез на пять пачек, изолированных друг от друга. Четыре из них (V, IV, III, II) относятся к погребенной структуре, одна (I) – к верхнему структурному плану. Каждая пачка содержит по несколько пластов-коллекторов, перемежающихся с глинистыми прослоями [11]. Местами наблюдаются слияние соседних проницаемых прослоев или фациальное замещение их плотными породами. В продуктивной части разреза средний коэффициент расчлененности пачек изменяется в диапазоне 2,3–3,6. Основная часть продуктивных объемов пачек, а следовательно и запасов в них сосредоточена в трех наиболее крупных блоках (А, Б, В), расположенных в восточной части структуры. Глинистые разделы, кроме верхнего (между пачками I и II), выдержаны повсеместно. Верхний – полностью размыт в районе скв. 23, 33, 34, 3, 26, 35.
Читать дальше
В результате проделанной работы решены следующие задачи: рассмотрена геологическая характеристика месторождения; описана конструкция скважины: глубина м; пластовое давление МПа диаметр ЭК мм; дебит м3/сут.; рассмотрен геологический раздел; представлен технико-технологический раздел; проанализирована охрана труда и окружающей среды.
Технологический процесс вывода скважины №1 на оптимальный режим работы погружным центробежным электронасосом на месторождении может быть разделен на несколько этапов:
Подготовка оборудования: необходимо проверить работоспособность электронасоса, провести техническое обслуживание и устранить возможные неисправности.
Подготовка скважины: провести анализ текущего состояния скважины, определить параметры работы (дебит, напор, частота вращения) и подготовить скважину к работе с погружным центробежным электронасосом.
Установка и запуск насоса: установить электронасос в скважину, обеспечить его надежную фиксацию, подключить кабель к источнику питания и запустить насос.
Настройка работы насоса: провести оптимизацию параметров работы насоса с учетом особенностей скважины и изменений в условиях работы.
Мониторинг и регулярное обслуживание: осуществлять контроль за работой насоса, проводить регулярные проверки и обслуживание оборудования для предотвращения возможных сбоев.
Важно отметить, что весь процесс вывода скважины на оптимальный режим работы с погружным центробежным электронасосом требует комплексного подхода, квалифицированной работы специалистов и соблюдения всех технических и технологических требований.
Читать дальше
1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа.: Химия, 2020, - 672с.
2. Бурачок А.В. Исследование взаимодействия горизонтальных боковых стволов в кусте скважин. Нефтепромысловое дело - 2019.№9 с. 8-11.
3. Баженов В.П. Возможности нефтепереработки пока недооценены / В.П. Баженов // Нефть России. 2019.Mil.
4. Девликамова Г. Недоработки бьют по переработке / Г. Девлика- мова // Нефть России. 2019. №11. 60-63.
5. Долецкий В.И. О входе многофазных потоков в аппараты для разделения на фазы (на примере аппаратов установок сепарации и подготовки нефти). Тр. института «Гипровостокнефть» вып.60, Самара 2022г. Стр.163.
6. Докучаев Е.С. Параметры фирменной структуры отраслевого рынка нефтепродуктов // Нефть, Газ и Бизнес. – 2020. – № 7. – С. 57-61.
7. Евтушенко Е.В. Методические основы реструктуризации нефтеперерабатывающего предприятия в условиях отрицательного воздействия внешних экономических факторов. – Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований. – 2010. – 188 с.
8. Ершов Ю. Гадание по рукавице нефтяника / Ю. Ершов // НефтьРоссии. 2021. №11. 12-15.
9. Евтушенко Е.В. Интеграционные процессы в нефтегазовом комплексе // Нефть, Газ и Бизнес. – 2020. – № 5. – С. 49-52.
10. Каминский Л.Ы. Развитие технологий глубокой гидроочистки дизельных топлив и вакуумных дистиллятов на НПЗ России / Л.Н. Каминский// Нефтегазовые технологии. 2005. №1. Нефтяная отрасль России: производственный потенциал // Нефте-газ. 2021. №1. 35-42.
11. Кузин В.И. Влияние гидродинамического режима в подводящих трубопроводах на качество нефти и очистка сточной воды на УПСВ. Тр. института «Гипровостокнефть» вып.60, Самара 2022г. Стр.154.
12. Рудип М.Г. Справочник пефтепереработчика / М.Г. Рудин, В.Е. Сомов, А.С. Фомин. - М.: ЦПИИТЭнефтехим, 2021.
13. Рябов В. Нефтепереработка – основа стабильности экономики / Экономика и ТЭК сегодня. 2020, №10.
14. Соколов А.Г. Трехфазный сепаратор. Описание полезной модели №26440. Б.кол. изобретений 2020г., №34.
15. Шамис, Л.В. О деятельности научного направления «Экономика отрасли» / Л. В. Шамис // Нефть, газ и бизнес. - 2019. - № 1/2. - С. 41-42.
Читать дальше
32 страниц
41% уникальность
2023 год
36 просмотров
